昆仑能源.doc

昆仑能源有限公司天然气板块各所属公司2009年基本情况
单位：万元
序号
公司名称
持股比例
资产总额
销售收入
利润总额
1
新疆新捷股份
98%
114716
99355
20813
2
华油天然气股份
77.59%
149001
62546
12013
3
海南中油深南
80.4%
36918
14232
3226
4
西安庆港洁能科技
51%
4300
1272
292
5
河北华港城市燃气
51%
18200
17000
2013
6
新疆博瑞能源
75%

合计

323135
194405
38357
第一章 面临的形势
一、 宏观经济的持续增长为天然气产业的发展奠定了基础
目前我国正处于经济快速发展的关键时期，2008年爆发的全球经济危机对我国经济造成了一定的负面影响，主要社会消费品（CPI）和制造业采购经理指数(PMI)有所下降,2009年一季度，中国经济同比仅增长6.1%，但国家在2009年采取了一揽子促进经济发展的刺激计划，并推出一系列扩大内需保增长的政策，现已见成效，初步预计我国2009年GDP同比增长8.7%，2010年GDP增长预计在8%以上。2009年11月份制造业采购经理指数由1月份的45.3%回升到55.2%，这反映了我国经济总体开始扩张，经济扩张必定带动能源消费快速增长，而国际油价目前也已止跌回升至80美元/桶左右。随着经济的持续好转，天然气作为新兴能源将具有广阔的发展空间和市场前景，预计天然气消费的持续扩张将一直延续到本世纪30年代。
二、 国家“节能减排”政策是天然气产业发展的重要推动力
我国2006年发布的《中华人民共和国国民经济和社会发展第十一个五年规划纲要》中明确指出“把节约资源作为基本国策，发展循环经济，保护生态环境，加快建设资源节约型、环境友好型社会，促进经济发展与人口、资源、环境相协调……实现可持续发展”。
2009年11月25日，温家宝总理宣布到2020年前我国单位GDP碳排放将比2005年下降40%-45%， 2009年12月，财政部部长助理朱光耀日前在哥本哈根气候峰会期间表示中国将开始准备征收环境税（所谓环境税，主要是指对开发、保护、使用环境资源的单位和个人，按其对环境资源的开发利用、污染、破坏和保护的程度进行征收或减免。），目前财政部、国家税务总局、环保部等三部门，正在研究制定环境税开征方案。一方面国民经济对能源需求不断增长，另一方面企业环保成本压力不断增大。天然气单位热值碳排放仅为煤、石油等传统能源40%左右，目前天然气消费在我国一次能源消费比例中仅占3.8%，而世界天然气消费比例平均达到24%，随着我国对环保问题重视程度的不断加深，环保政策不断推出，“节能减排”压力不断增大，可以预见，天然气消费市场将呈现跨越式增长。
三、 集团公司天然气产业的快速增长为行业发展提供了有力保障
目前，集团公司已形成塔里木、长庆、西南、青海四大产气区，随着中亚输气管道、中缅输气管道、唐山LNG、大连LNG、深圳LNG、江苏LNG接收站的陆续建成供气，预计到2010年集团公司天然气供应量将达到677亿方，其中进口气达48亿方，到2015年，集团公司的天然气供应量将达到1891亿方，其中进口气达770亿方。国内开发及进口天然气的充足供应，为天然气产业快速发展提供了强有力资源保障。
另外，集团公司已建设西气东输、陕京管道、涩宁兰、忠武线四大气区外输管道，管道里程达到2.4万公里，随着西气东输二三线、陕京三线、秦沈线、大沈线、泰青威管道等干线及相关配套管网的陆续建设，集团公司天然气管道总里程将达到4.8万公里，天然气管道辐射区域基本覆盖全国，为天然气市场的开拓提供了广阔空间。
四、 LNG应用技术的突破为天然气产业发展提供新的经济增长点
LNG以其自身特点，在长途客货运、大型动力设备、分布式能源提供、天然气调峰等领域有非常大的发展空间。目前LNG发动机及汽车制造技术日渐成熟，例如东风及山东潍柴LNG发动机及整车技术开发已完成，具备一次加满燃料续航800余公里的能力，环保性和可靠性均满足要求。在内陆水网、沿海船舶使用LNG动力也出现了重大突破，不仅经济环保，还可将LNG再气化过程中的冷能制冰用于渔获的保鲜，使能源得以充分利用。新技术的陆续突破必然产生新的用气领域，扩大天然气消费市场，产生新的经济增长点。
五、 SWOT分析
1、优势
⑴体制优势
中油香港组织机构精干，机制灵活，决策效率高，融资功能强、速度快，其管理体制、决策程序、运行机制均优越于同行业企业。2009年12月9日中油香港成功隔日融资37亿港币，市场反应良好。
⑵队伍优势
中油香港所属公司在长期的工作实践中积累了大量生产管理经验，在管道建设、城市燃气、车用燃气运营方面培养了一批专业化人才队伍，为我们天然气综合利用业务进一步发展提供了坚强人力资源保障。
⑶资源优势
股份公司是我国最大的天然气生产商和供应商，拥有十分雄厚的天然气供应资源，承担着我国80%以上的天然气供应量。母公司的大力支持将会为中油香港的发展提供充足的资源保证。
2、劣势
⑴行业市场知名度不高。
⑵各所属公司企业文化不尽相同，运营管理参差不齐。
⑶现有人才队伍尚不能满足公司未来发展的需要。
3、机遇
⑴主营业务的重新定位提供了发展机遇
目前集团公司天然气产业上下游发展不平衡，天然气销售以批发为主，终端销售主要分散在石油系统外。中油香港的业务定位不但进一步延长了集团公司天然气的产业链，也为公司的再次发展提供了重要机遇。
⑵天然气新应用领域带来良好的发展契机
目前LNG主要应用在调峰领域，动力化应用仍处于推广阶段。在传统天然气市场竞争日益激烈的形势下，LNG动力应用这一新的用气市场将成为中油香港发展扩大的契机。
4、挑战
⑴市场竞争激烈
天然气终端综合利用行业具有一定的区域垄断性，收益较稳定、且准入门槛低，各类企业纷纷进入。全国从事天然气销售的企业不下百家，部分已开发市场存在排它性，待开发市场也面临众多企业的激烈竞争。
⑵天然气价格上涨
目前新的天然气价格改革方案还没有最终定稿，但无论采用何种方案，天然气成本价格上涨已成定局，部分客户可能产生抵触情绪，这将影响到公司的销售收入，增加了市场开发的难度。
⑶新应用领域缺乏相关规范标准
LNG动力应用的新技术已有突破，但在发动机、加注装置、贮存设备、使用平台等相关产品方面缺乏制造与维护标准，在加气站点的布局、建设、消防方面尚无相关规范，在LNG动力应用推广过程中面临不可预知的困难与挑战。

- 52 -
第二章 发展思路及战略
我们将抓住机遇，迎接挑战，努力完成一个转变——由油气勘探开发向天然气终端销售及综合利用转变；实现二个确保——确保“十二五”末实现销售收入500亿以上，利润总额60亿以上；争取三个突破——市场份额取得新突破，新技术推广取得新突破，行业地位取得新突破。
一、总体发展思路
以科学发展观为统领，贯彻落实集团公司工作部署，解放思想，开拓进取，努力推动公司持续有效协调较快发展。以市场为导向，以效益为中心，以现有公司为平台，以节能减排为契机，大力推广新技术应用，通过收购兼并、合资合作等手段实现公司跨越式发展，为集团公司建设综合性国际能源公司这一总体战略的实现做出贡献。
二、企业发展战略
1、以LNG综合利用为核心
目前车用CNG主要应用在同城乘用车交通系统，市场规模难以扩大，而LNG车辆在使用性能上与普通汽柴油车辆相差无几，在大型动力设备及长途运输设备中使用天然气的主要形式应是以LNG为主。未来在大型动力及长途、重载车用燃料方面LNG将与传统的汽、柴油并列成为机动车辆的主要燃料。目前LNG的动力化应用尚处于启动阶段，市场基本一片空白，上升空间巨大，我们考虑将LNG综合应用的抢先布局与推广作为今后中长期的工作重点，把LNG的终端综合利用作为公司天然气产业发展的主体和核心，CNG、城市燃气及油田动力气化作为两翼补充。
2、 以“节能减排”为契机，推广新技术应用
开拓新用气领域是扩大天然气消费市场规模的重要途径，新技术的推广是开拓新用气市场的有效手段，是企业发展战略中重要的一环。
随着我国对世界减排承诺的发布和环境税即将征收，天然气应用新技术的推广无论是在配合国家“节能减排”目标的实现方面，还是在降低企业经营成本方面都有着巨大的促进作用。在推广条件已成熟、推广环境已改善、推广阻力已降低的情况下，新技术的推广将为中油香港培育出新的天然气消费市场，形成新的经济增长点。
3、 自建与收购兼并、合资合作相结合，实现企业快速发展
集团公司党组对中油香港提出了“做强、做大、做快”的指导方针，做强是根本、做大是目标、做快是要求，仅依靠我们自行建设滚动发展是远远不够的，必须将兼并收购、合作合资作为企业快速发展的重要手段来抓。目前天然气行业竞争十分激烈，兼并收购与合资合作作为企业发展的重要手段，在优化资产存量、调整产业结构以及减少外部竞争、增强企业实力方面发挥突出作用。
在中油香港业务重新定位伊始，通过一系列兼并收购与合资合作进入天然气下游利用行业，在境内初步形成了以产气区、油区为依托的天然气运营和伴生气回收平台。在今后的经营过程中，还将依托自建与收购兼并、合资合作相结合的手段作为实现公司快速发展的重要战略。以自建抢占市场，以兼并收购和合资合作增强企业实力、占领竞争制高点，继而实现“做快”，从而达到“做大”与“做强”。
第三章 2010年工作安排及经营预测
在2009年通过一系列兼并收购等工作后，公司天然气产业布局已初步建立，2010年公司将在项目建设与兼并收购两项工作上齐头并进，进一步完善公司战略布局，向公司“十二五”规划的落实迈出第一步，为公司总体战略目标的实现奠定坚实基础。
2010年重点工作安排是：完成6座LNG工厂的建设，为LNG的应用推广提供资源保证；在各主要目标市场区域进行LNG加气站的布点建设，为销售终端网络的最终实现打下基础，重点区域在西北、华东、华南；油田市场的“气代油”项目，重点是钻机动力气化推广；在本年第一季度完成对江苏LNG陆上接收站收购工作；完成西南、华北、青海等油公司相关燃气业务和大连LNG接收站的资产评估工作，争取在本年年底通过换股方式完成对大连LNG接收站的兼并工作。2010年共安排投资106.36亿元，其中收购江苏LNG接收站安排资金33亿元。
一、2010年主要工作安排
1、LNG
主要工作包括控股江苏及大连LNG接收站，建设天然气液化工厂和LNG加气站，布局LNG供应与销售网络，推广LNG动力应用。
2010年建成6座LNG工厂，在建7座LNG工厂、2座LNG储备库。其中：利用新疆及塔里木油田气源在克拉玛依、和田、轮南建设3座LNG工厂，日加工能力达到2×25+1×100万方；利用长庆油田气源在内蒙古巴彦淖尔建设1座LNG工厂，日加工能力达到30万方；利用内蒙古乌海煤炭基地焦炉煤气资源在建1座液化工厂；利用长庆油田气源在陕西安塞、陕西定边在建2座LNG工厂；利用西南油气田气源分别在广元、广安各建1座LNG工厂；利用陕二线气源在河北任丘建设1座LNG工厂，日加工能力达到5万方；利用河东煤田煤层气资源在山西在建1座液化工厂的建设；利用西二线气源在江西在建一座LNG工厂；利用福山油气田气源在海南澄迈原LNG工厂建设第二条生产线，日加工能力达到60万方，并开始启动1座LNG储备库的建设，在山东青岛启动1座小型LNG储备库的建设。
本年在各地开始LNG加气站的布点工作，建设完成加气站109座，其中：在新疆哈密、和田地区建设LNG加气站20座；在陕西建设LNG加气站5座；沿内蒙古沿鄂尔多斯—包头—巴彦淖尔—乌海运煤专线建设LNG加气站8座；在四川建设LNG加气站5座；在辽宁鞍山建设LNG加气站1座；在青岛、日照及东营地区围绕货运与渔业码头建设LNG加气站25座；在海南各主要县市建设LNG加气站15座；在广州、湛江、江门出资控股25座加气站；在湖南怀化收购控股5座加气站。
2、油田“气代油”项目
在长庆油田建设燃气发电装置30座，进行储运场站伴热装置“气代油”改造8座，建设配套管道40公里；在长庆油田启动钻机LNG气化推广工作；在华北油田进行伴热站锅炉“油改气”改造8台。
3、CNG
2010年新增母站10座，子站或标准站64座。其中：在新疆建设CNG母站5座、CNG子站34座；在宁夏建设CNG子站2座；在四川建设CNG标准站7座，子站5座，收购地方CNG子站6座；在河北建设CNG母站2座、子站6座；在海南收购或自建CNG子站10座。
4、城市燃气及支线管道
2010年建设和收购门站15座、支线管道574.2公里、城市管网181公里。其中：在新疆建设和收购大小城市门站11座、调压站3座，新建输气支线管道296.2公里，建设城市管网81公里；在四川建设输气管道48公里，发展工业直供用户10个；在河北建设城市门站4座、城市管网100公里，利用任丘-石家庄输油管道进行输气改造150公里；在山东建设支线管道80公里；在海南利用LNG气化澄迈、临高2县。
5、天然气上游开发及其他业务
在四川开发浅层气井15口；在长庆油田建设伴生气、轻烃回收装置7座。
6、在2010年第一季度完成钢管制造、化工产品生产、电子商贸等非油气业务资产的出售工作。
7、增强科技攻关力度，克服原油生产中高含水难题，加大稳产增产措施，在2010年国际油价预计高位的情况下争取效益最大化。

2010年分省天然气业务工作安排
序
项目
新
陕
内
宁
辽
河
山
山
四
江
江
海
广
湖
合计
号
疆
西
蒙
夏
宁
北
东
西
川
西
苏
南
东
南
一
LNG项目

1
完工液化工厂
3

1

1

1

6
2
在建液化工厂

2
1

1
2
1

7
3
加气站
20
5
8

1

25

5

15
25
5
109
4
陆上接收站

1

1

2
5
在建储备库

1

1

2
二
CNG项目

1
母站
6

2
2

10
2
子站
29
3

1

6

15

10

64
三
城市燃气及管道

1
门站（座）
11

4

15
2
城市管网（KM）
81

100

181
3
气化城市
1

2

1
4
4
支线管道（KM）
296

150
80

48

574
5
工业用户

10

10
四
油田气代油项目

1
伴热站油改气

8

8

16
2
燃气发电

30

30
五
上游开发

1
浅层气开发（口）

15

15
2
伴生气及轻烃回收装置（座）

7

7
2010年分单位天然气业务工作安排
序
项目
新捷
华气
深南
华港
庆港
川港
青岛
博瑞
总部
合计
号
一
LNG项目

1
完工液化工厂
2
1
1
1

　1

6
2
在建液化工厂
2
4

1

7
3
加气站
22
18
45

24

109
4
陆上接收站

2
2
5
在建储备库

1

1

3
二
CNG项目

1
母站
8

2

10
2
子站
30
10
10
6

8

64
三
城市燃气

1
门站（座）
11

4

15
2
城市管网（KM）
81

100

181
3
气化城市
1

3

4
4
支线管道（KM）
376
48

150

574
5
工业用户

10

10
四
油田气代油项目

1
伴热站油改气

8
8

16
2
燃气发电

30

30
五
上游开发

1
浅层气开发（口）

15

15
2
伴生气及轻烃回收装置（座）

7

7

二、 2010年经营目标
2010年中油香港预计实现收入73.68亿元，利润总额25亿元，其中天然气业务实现销售量25.2亿方，销售收入41.46亿元，利润总额4.5亿元。
2010年经营预测
业务
板块
地区
天然气销量
（万方）
经营收入（万元）
天然气销售收入
其他收入
收入合计
（万元）
LNG
CNG
城市
燃气
油田
市场
上游
开发
其他
天然气业务
板块
新疆
95711

53361
27408

1858
82627
陕西
3518
1017
14453

700
8000

24170
内蒙
770
1630

1630
河北
40354
1750
10500
56850
2000

10075
81175
山东
30452
1200
15507
22516

460
39683
四川
69668
1017
83210
49312

12225

145764
海南
9900
12705
21120

33825
广东
825
2888

2888
湖南
825
2888

2888
合计
252023
25095
198151
156086
2700
20225
12393
414650
原有油田收入（万元）

322129

322129
收入合计（万元）
25095
198151
156086
2700
342354
12393
736780
投资额（万元）
677500
81285
126507
7800
43300
127278
1063670
利润总额（万元）
250039

2010年所属公司经营预测

序号
单 位
天然气销售量
（万方）
投资额
（万元）
销售收入
（万元）
利润总额
（万元）
1
新疆新捷股份有限公司
130543
228756
121111
14887
2
中国华油天然气股份有限公司
42047
288087
93925
12000
3
海南中油深南技术开发有限公司
11550
96500
39600
11880
4
西安庆港洁能科技有限公司
540
43900
8700
1044
5
河北华港燃气燃气有限公司
36500
25100
81175
2000
6
青岛LNG项目部
300
15000
1200
100
7
新疆博瑞能源有限公司

23000

8
川港公司
30543
13327
68939
2856
9　
收购江苏LNG接收站

330000

10
原油田上游开发业务

322129
205272

合计
252023
1063670
736780
250039

第四章 “十二五”规划及工作部署
规划目标：
到“十二五”末，年天然气销售量达到389亿方，其中LNG陆上接收站销售102亿方；年销售收入达到852亿元，其中LNG陆上接收站销售收入255亿元；利润总额达到87亿元，其中LNG陆上接收站利润10.2亿元。
规划思路：
1、 资产重组整合。以公司2012年实现业务彻底转型为目标，尽快完成原油勘探开发及其他原有产业的剥离及集团和股份公司相关天然气资产的注入工作。
2、 LNG供应。在临近气源地建设LNG工厂，充分利用原料成本优势；在远离气源地的东部沿海地区建设LNG储备库及收购LNG接收站，完善市场供应布局，发挥LNG的调峰功能。
3、 LNG销售。满足天然气调峰和无管道供气的需要；开拓LNG动力应用市场，围绕各个LNG供应点在公交系统、重型运输专线、专业厂矿、城内物流专线、内河沿海船用等应用点布设LNG加气站，到2012年前形成多“点”市场，再通过沿各 “点”之间交通干线布设加气站将其联成网络。
4、 CNG。对现有的CNG加气网络进行补充和完善；开拓新的CNG市场；通过收购兼并方式扩大CNG市场份额。
5、 城市燃气及支线管道。通过建设支线管道占领沿线燃气市场；对无管道的地区采用槽车运输方式开拓燃气市场；通过收购兼并方式扩大燃气市场份额。
6、 油田“气代油”项目。先易后难，逐步扩大油田天然气利用的层次和范围。
规划依据：
本规划基础数据参照《石油建设安装工程概算指标》、《石油建设工程投资参考指标》、《2009年天然气销售工作会议资料汇编》、《油库和加油（气）站建设项目经济评价方法及参数》、《建设项目经济评价参数》等有关资料并结合市场调研数据及公司相关统计资料编制。
1、LNG
液化工厂：按日加工能力每10万方投资4500万元估算；达产率平均按第一年20%、第二年60%、第三年100%估算；出厂价格平均按2元/方、单位利润按0.35元/方估算。
加气站：建设投资按发达地区1050万元/座、中等发达地区800万元/座、欠发达地区500万元/座估算；单站销售能力按3万方/日，达产率按第一年25%、第二年60%、第三年85%，第四年100%估算，销售价格按发达地区4元/方、中等发达地区3.7元/方、欠发达地区3.1元/方估算，单位利润平均按0.4元/方估算。
接收站：收购江苏接收站按33亿元估算，其他接收站采用换股方式取得，销售价格暂按2.5元/方、单位利润平均按0.1元/方估算。
2、CNG
母站：建设投资依照日加工能力区分，按1400万元/10万方、2600万元/20万方、3700万元/30万方估算；达产率按第一年30%、第二年60%、第三年90%、第四年100%估算；销售价格按发达地区2.4元/方、中等发达地区按2.1元/方、欠发达地区按1.8元/方估算；单位利润平均按0.2元/方估算。
子站：建设投资按发达地区700万元/座、欠发达地区按500万元/座估算，销售量平均按1.5万方/日估算，达产率同母站，销售价按发达地区3.6元/方、中等发达地区按3.3元/方、欠发达地区按2.9元/方估算，单位利润平均按0.3元/方估算。
3、城市燃气
有管网城市供气价格平均按1.5元/方、CNG槽车供气价格平均按2元/方、LNG槽车供气价格平均按2.2元/方，单位利润平均按0.1元/方估算。
4、油田气代油项目
油田设备动力气化：移动式加注站购置投资按400万元/台（套）估算，每台（套）销售按1.6万方/日，销价3.3元/方，单位利润0.3元/方估算。
井场伴生气发电：天然气消耗按3Kw.h/方、销售价格按0.4元/ Kw.h、单位利润按0.06元/ Kw.h估算。
伴热站：天然气销售价格按1.5元/方、单位利润按0.7元/方估算。
5、燃气相关业务上游开发
浅层气：按销价1.2元/方，单位利润0.4元/方估算。
伴生气及轻烃回收：轻烃装置平均每万方/日按1200万元投资估算，小型橇装装置按每套700万元投资估算，集气系统每万方投资约200万元，小型橇装装置集气系统每套投资约50万元；销售价格按4000元/吨估算，单位利润按600元/吨估算。
凝析油及轻油深加工：2万吨/年装置投资6500万元，10万吨/年装置投资8500万元，12万吨/年装置投资10000万元；产品销售价格按5200元/吨、单位利润按400元/吨估算。
6、油气勘探开发
2010年及2011年平均按实现油价55美元/桶估算，2012年平均按实现油价60美元/桶估算，2013年平均按实现油价65美元/桶估算。
第一节 规划工作部署
一、资产重组整合规划
在2010年完成相关评估工作基础上，2011年采用换股方式完成西南、华北、青海等油田公司燃气相关资产的注入工作，扩大母公司持股比例，为后续在资本市场融资提供保障。由于唐山及深圳LNG接收站将在2014年投入运营，我们将在2013年完成公司油田勘探开发业务资产的剥离和唐山LNG接收站、深圳LNG接收站、沧淄线等天然气资产的注入工作，最终实现改变资产结构，完成向天然气终端销售及综合利用为主营业务的转型。
二、LNG规划部署
1、LNG供应站点规划
到“十二五”末，公司将拥有17座液化工厂，其中西部地区11座、中部地区5座，东南沿海地区1座，日加工能力达到1418万，其中焦炉煤气及煤层气日加工能力400万方；拥有2座储备库、4个陆上接收站，主要部署在我国东部沿海地区。
⑴西北地区
主要包括新疆、青海、陕西、内蒙古等省份。在新疆克拉玛依、塔里木、和田完成3座LNG工厂的扩建工作，在新疆形成日处理能力200万方；利用青海油气田气源建设一座日加工能力50万方的LNG工厂；利用长庆油气田气源完成陕西定边160万方、安塞200万方日加工能力的LNG工厂；利用内蒙古乌海焦炉煤气建设一座日加工能力300万方的液化工厂，在磴口建设一座日加工能力30万方的LNG工厂。
⑵东北及华北地区
主要包括辽宁、河北、山西等省份。2011年与中油股份完成大连LNG接收站置换工作；2014年前利用陕京二线气源建设河北辛集日加工能力10万方的LNG工厂，2014年扩建原河北任丘LNG工厂，使其日加工能力达到8万方，2011年与股份公司完成唐山LNG接收站的置换工作；利用河东煤田煤层气资源在山西建设日加工能力100万方的液化工厂一座。
⑶华东地区
主要包括山东、江西等省份，2011年在山东青岛建设小型LNG储备库一座，2013—2014年扩建该LNG储备库；2011年利用西二线气源在江西建设日加工能力20万方的LNG工厂一座。
⑷西南及中南地区
主要包括四川、湖北等省份，2011年利用西南油气田气源在四川广安、广元各建设完成1座日加工能力100万方的LNG工厂；到2015年末利用西二线气源在湖北建设日加工能力50万方的LNG工厂一座。
⑸华南地区
主要包括海南、广东等省份，2011—2013年完成海南澄迈LNG储备库的建设工作；2011年完成与股份公司深圳LNG接收站的置换工作。

LNG供应站点“十二五”分省发展规划表
地区
项目
2010年
2011年
2012—2015年
加工能力
合计
新疆
LNG工厂
3

200万方/日
3
青海
LNG工厂

1

50万方/日
1
陕西
LNG工厂

2

360万方/日
2
内蒙古
LNG工厂
1
1

60万方/日
2
煤气液化

1

300万方/日
1
河北
LNG工厂
1

1
18万方/日
2
接收站

1

1
山西
煤层气液化

1

100万方/日
1
辽宁
接收站
1

1
山东
储备库

1

1
江苏
接收站
1

1
四川
LNG工厂

2

200万方/日
2
湖北
LNG工厂

1
50万方/日
1
江西
LNG工厂

1

20万方/日
1
海南
LNG工厂
1

60万方/日
1
储备库

1

1
广东
接收站

1

1
液化工厂合计
6
9
2
1418万方/日
17
接收站合计
2
2

4
储备库合计

3

3

所属公司LNG供应站点“十二五”发展规划表
单位
项目
2010年
2011年
2012—2015年
加工能力
合计
新捷
LNG工厂
2
1
1
200万方/日
4
煤层气液化

1

100万方/日
1
华气
LNG工厂
1
4

460万方/日
5
煤气液化

1

300万方/日
1
深南
LNG工厂
1

60万方/日
1
储备库

1

1
庆港
LNG工厂

1

160万方/日
1
华港
LNG工厂
1

1
18万方/日
2
博瑞
LNG工厂
1

100万方/日
1
青港
LNG工厂

1

50万方/日
1
青岛
储备库

1

1
大连
接收站
1

1
江苏
接收站
1

1
唐山
接收站

1

1
广东
接收站

1

1
液化工厂合计
6
9
2
1418万方/日
17
接收站合计
2
2

4
储备库合计

2

2
2、LNG销售终端规划
到“十二五”末，我们将实现“8+3”的LNG加气网络布局，其中“8”是指新疆加气网络—陕宁蒙加气网络—华北加气网络—环渤海加气网络—山东加气网络—川渝加气网络—两广加气网络—海南加气网络；“3”是指河西加气走廊、长江中下游加气走廊、京杭运河加气走廊等三条“二横一纵”的服务于长途运输的LNG加气线路。
“十二五”期间新增LNG加气站680座，加上2010年计划建设的109座LNG加气站，公司将在全国拥有789座LNG加气站。
◆ 八个区域加气网络
⑴新疆地区加气网络布局
新疆地区是我国主要的原材料产区，采矿业发达，但加工业较落后，在此地区的LNG加气站的建设规划上以车用为主。
以各矿区点对点货运线路为切入点，沿312、314、216、217、218国道、省道以及交通枢纽城市200公里范围内建设LNG加气站，形成贯穿疆内主要矿产、县市以及出疆线路的LNG加气通道。以货运市场为主，由于客运市场相对稳定，推广以客运市场发展带动货运市场发展，在2010年已完成20座加气站建设的基础上，2011-2012年沿G312、G217国道自哈密—吐鲁番—乌鲁木齐—克拉玛依及博尔塔拉建设12座加气站，形成新疆东西向加气线路，2013-2015年沿G312、G314、G315国道自乌鲁木齐—巴音郭楞—阿克苏—喀什—和田建设18座加气站，完善货运市场的网络布局，形成新疆南北向加气线路，到“十二五”末，在新疆形成以乌鲁木齐为中心的由50座LNG加气站组成的网络布局，向东与河西加气走廊对接。
⑵陕宁蒙加气网络布局
陕西、宁夏、内蒙古中西部地区是我国主要的矿产及工业初级产品产区，采矿、冶炼、机械加工等重工业较发达，在此地区LNG加气站的建设规划上以车用与工业用为主。
在此地区的LNG加气网络首先围绕鄂尔多斯—包头煤炭运输通道、乌海矿区和陕西的安塞展开布局。在2010年已形成在鄂尔多斯—包头—巴彦淖尔—乌海8个和围绕安塞LNG工厂的5个LNG加气站初步布局基础上，到“十二五”末将形成沿银川—阿拉善—乌海—巴彦淖尔—包头—呼和浩特及西安—安塞—榆林—鄂尔多斯—包头的LNG加气网络。2011—2013年在陕西建设LNG加气站25座，在内蒙古建设LNG加气站40座，在宁夏建设LNG加气站10座，2013年在本地LNG网络布局成形后，2014—2015年期间在陕西建设LNG加气站5座，在内蒙古建设LNG加气站5座，进一步完善与延伸此加气网络，到2015年末共布局LNG加气站98座，向西与河西加气走廊对接，向东与华北加气网络对接。
⑶川渝加气网络布局
西南的川渝地区是我国西部较发达地区，人口众多、工商业发达，同时也是我国的主要气源地之一，天然气利用基础深厚，大部分的工民用天然气已采用管道供应，在此地区的LNG加气站的建设规划上以车用为主、工商民用为辅。
川渝LNG加气网络将以广安、广元为中心向成都、重庆延伸，到“十二五”末形成成都—广元—广安—重庆—成都为主环线的LNG加气网络，在2010年完成5座LNG示范站后，2014年前新增LNG加气站50座，2014—2015年新增LNG加气站5座，到2015年末共布局LNG加气站60座，向东与沿长江加气走廊连接。
⑷山东半岛加气网络布局
山东半岛是我国经济较发达的地区，人口众多、工商业发达，且远离天然气主产区，在此地区的LNG加气站的建设规划上以车船用和工业用为主，民用及商业用为辅。在网络布局上采取“一体两翼”发展思路，“一体”是以青岛地区为主体，“两翼”是指左翼为连云港、日照地区，右翼为威海、烟台、东营地区，并向山东半岛腹地推进，辐射苏北、安徽、河南地区。
2012年前在青岛及东营地区面向工业用户、港